2.3. Технологічні режими експлуатації свердловин та основні ускладнення в їх роботі.

Режим експлуатації свердловин є одним із важливих технологічних факторів , що впливають на вибір оптимального варіанта розробки газового покладу . Він визначає кількість свердловин , необхідну для забезпечення заданого відбору газу. За винятком окремих порівняно порівняно високодебітних свердловин горизонту робочі дебіти по свердловинах Панянського родовища в даний час обмежуються тиском на на головці свердловини , що забезпечує подачу газу в промисловий колектор. Це значить що здійснюється без штуцерна експлуатація більшості свердловин. Поточний робочий тиск на головці свердловин становить від 0,82 до 3,08 МПа. Найближчі робочі тиски мають 5 свердловин горизонту південно-східної частини ( свердловини 22,28,30,8,24 ) із яких подача газу в промисловий колектор здійснюється за допомогою ежектування його газом свердловин 57,63 (гор.НД-5).

Робота більшості свердловин з самого початку проходить з винесенням пластової води, поступленням якої на вибій зумовлюється , як правило , наявністю в продуктивному розрізі горизонту водоносних проверстків та газоносних проверстків з високим коефіцієнтом водонасичення пор. З падінням робочих дебетів газу погіршуються умови винесення вод на поверхню і вона починає накопичуватись на вибої, кінцевим наслідком чого є повне обводнення свердловин.

Враховуючи це , режим безштуцерної експлуатації на даній стадії розробки Пинянського родовища є найбільш оптимальним режимом роботи свердловин , що дозволяє підтримувати максимально можливі дебіти та швидкості газу в фонтанному ліфті для винисення пластової води з вибоїв.

Таблиця 2.1 – Технологічні режими роботи експлуатаційного фонду

горизонту НД-8-НД-9 за станом на 1.06.2006 р.

Свердловина | Робочий дебіт газу, тис.м.куб/д | Рпл, МПа | Пластова депресія , МПа | Ргол,

МПа | Водяний фактор | Примітка

10 | 63 | 8,14 | - | 0,98 | 2,7

53 | 3 | 9,98 | 7,95 | 1,13 | 5,4

22 | 0,1 | - | - | 0,59 | - | Експлуатуються за допомогою ежектора

28 | 4,0 | 4,83 | 4,05 | 0,59 | -

30 | 3,0 | 3,77 | 3,0 | 0,59 | -

54 | 8,9 | 4,31 | 2,6 | 1,13 | 5,4

58 | 0,1 | - | - | 0,98 | -

59 | 2,0 | 3,79 | 2,2 | 1,13 | 4,8

60 | 2,0 | 3,67 | 1,8 | 1,13 | 3,2

2.4. Характеристика методів дослідження свердловин покладу, технологія, техніка та періодичність їх проведення.

Обробка результатів дослідження свердловин.

Через низьку продуктивність та значну обводненість промислові

дослідження свердловин на встановлених дебітах газу в останні роки експлуатації , як правило не проводились. Проводилися тільки контрольні виміри дебіту газу з визначенням робочого тиску на головці та вибою свердловини ,що не дозволяє визначити продуктивну характеристику пластів та свердловин , в першу чергу, таких як коефіцієнти фільтраційниїх опорів опорів А і В в двочленній формулі фільтрації газу свердловин, абсолютно вільний дебіт. В звязку з тим згадані коефіцієнти у даному випадку встановлені способом їх послідовного підбору , виходячи із дебіту газу, пластового тиску та пластової депресії. Однак результати промислових досліджень малодебітних свердловин слід вважати надто орієнтовними через неточність визначення пластового та вибійного тисків, котрі розраховувались по тисках на головці. Відомо , що таких свердловин на вибої нагромаджується вода і в даному вибійний та пластові тиски необхідно виміряти безпосередньо глибинними манометрами . Відсутність глибинних замірів , очевидно можна пояснити незакономірні скачки пластового тиску в процесі експлуатації по окремих свердловинах, так як величина тисків на їх голівці в певній мірі залежить від висоти стовпа рідини на вибої в різні періоди.

3. Проектування дії на привибійну зону пласта

Обгрунтування необхідності дії на

привибійну зону пласта

Привибійна зона пласта – це найбільш незахищене місце системи пласт-свердловина . Від її провідності в значній мірі залежить дебіт свердловин . Привибійна зона пласта піддається інтенсивній дії бурового і цементного розчинів , які в ряді випадків значно погіршують фільтраційні властивості порід . Дебіти свердловин з часом можуть падати в зв’язку з відкладенням в порових каналах привибійної зони пласта парафінів , смолистих речовин і мінеральних солей . Основна причина низької продуктивності свердловин поряд з поганою природною продуктивністю пласта – це зниження продуктивності привибійної зони . На газових свердловинах проводять роботи по інтенсифікації припливу газу . Досвід розробки газових і газоконденсатних родовищ показує , що дебіти свердловин в результаті інтенсифікації можуть збільшуватися в 2 – 3 рази і більше .

Одним із шляхів запобігання кальматації пласта при капремонті може бути технологія попередньої закупорки пласта крейдовою кулькою та подальша соляно-кислотна обробка (СКО) після капремонту.

Низька проникність колектору обумовлює необхідність проведення гідророзриву в низькодебітних свердловинах із застосуванням зріджених газів. Крім того, просто промивання зрідженими газами за рахунок випаровування та газодинамічної дії на пористе середовище дозволить провести осушення привибійної зони від конденсату, який випав, вологи та інших речовин.

. Характристика сучасних методів дії

на привибійну зону пласта і вибір раціонального способу

для умов покладу

Останнім часом на газових і газоконденсатних родовищах використовують такі методи дії на привибійну зону пласта :

гідравлічний